一种考虑频率安全约束下的机组日前发电计划及旋转备用优化安排方法

摘要

本发明公开了一种考虑频率安全约束下的机组日前发电计划及旋转备用优化安排方法，适用于大扰动下兼顾经济性和可靠性的电力系统日前发电计划和旋转备用优化配置。本发明方法在现有的电力系统日前调度和旋转备用优化配置的基础上，将频率安全性引入约束条件中，从而提高了优化结果的可靠性，并提出一种计及频率安全性的旋转备用评价指标。相比现有技术，本发明可获得兼顾经济性和可靠性的日前发电计划和旋转备用优化配置方案。

说明书

技术领域

本发明属于电网调度运行控制领域，具体涉及一种考虑频率安全约束下的机组日前发电计划及旋转备用优化安排方法。

背景技术

近年来，随着大规模新能源和大容量交直流电源的接入以及需求侧响应的参与使得我国能源结构发生巨大变化，由此造成的波动性、不确定性和逆调峰性也给系统的安全稳定运行带来了诸多问题。为了维持电力系统可靠运行，电力系统必须配置一定容量的旋转备用以保证一次调频的正常运作，满足各种运行和事故情况下的系统快速有功需求。因此，为了维持全网的经济稳定运行，结合频率安全约束，合理安排日前发电计划并预留恰当且充足的旋转备用对于保证电力系统安全、经济运行是至关重要的。

机组日前发电计划和旋转备用容量配置的优化长期以来都是十分重要的课题。随着大规模风电等随机性新能源以及大容量交直流电源的接入，关于暂态稳定约束对于旋转备用容量配置的影响开始逐渐进入各国学者的研究领域。

文献一《电力系统旋转事故备用容量的配置研究》(电力系统自动化，2014年第38卷第19期第114页)详细综述了国内外旋转事故备用容量配置标准状况并进行了分析，从系统频率响应方面提出了旋转事故备用容量配置建议，但仅给出了建议的指标取值范围，没有提出具有严格理论推导的公式、模型、指标和评估方法。

文献二《Parallel Augment Lagrangian Relaxation Method for Transient Stability Constrained Unit Commitment》(IEEE Transactions on Power Systems,2013年第28卷第2期第1140页，DOI:10.1109/TPWRS.2012.2216553)提出了TSCUC的概念，并使用增广的拉格朗日法结合变量复制技术和辅助问题原理将原问题分解为一般的机组组合问题和TSCOPF问题两个子问题求解。文献三《A Decomposition-Based Practical Approach to Transient Stability-Constrained Unit Commitment》(IEEE Transactions on Power Systems,2015年第30卷第3期第1455页，DOI:10.1109/TPWRS.2014.2350476)将原问题分解为一系列稳定安全约束和暂态稳定约束子问题求解，提出使用Benders割和自定义的稳态割结合EEAC求解TSCUC问题。上述方法均针对暂态稳定问题的功角求解，并没有考虑频率安全问题，也没有提出与旋转备用配置容量相对应的指标予以评估。

文献四《Maximum penetration level of wind generation considering power system security limits》(IET Generation,Transmission&Distribution,2012年，第6卷第11期第1164页，DOI:10.1049/iet-gtd.2012.0015)提出了一种决策最大风电渗透率的方法，该方法将频率安全性作为约束条件予以考虑。但该模型只涉及频率安全对风电的接入量的影响问题，并没有针对频率安全对旋转备用优化分配的影响方面予以考虑。

发明内容

本发明目的是：为了解决现有技术所存在的不能全面反映大扰动下的系统频率安全性的不足，提出一种计及频率安全约束的机组日前发电计划和旋转备用配置的优化方法，在现有的网络安全约束下的机组日前发电计划和旋转备用配置方法的基础上，将系统的频率安全性引入安全约束中，并提出旋转备用电量可靠性概率指标。

具体地说，本发明是采用以下技术方案实现的，包括以下步骤：

1)构建风电、负荷、需求侧响应以及机组组合的模型；

2)选择对系统线路开断实验预想故障集中的某个故障进行评估；

3)根据所建模型计算机组日前发电计划和需要的总旋转备用容量以及需求侧和发电侧的旋转备用容量；

4)仿真优化得出的旋转备用容量是否满足安全约束机组组合的各种安全约束条件，如是，转步骤5)，否则调整相关机组出力，转步骤3)；

5)优化计算得出总旋转备用量和总旋转备用中需求侧响应提供的容量计算得出各机组需要提供的旋转备用容量以及优化后的系统总成本，并判断当前系统总成本是否为优化后的最优成本，如是，转步骤6)，否则，转步骤3)；

6)仿真验证优化得出的旋转备用容量是否满足频率安全约束，如是，转步骤7，否则重新进行优化配置系统总旋转备用容量以及发电侧和需求侧的旋转备用容量，包括以下步骤：

6-1)仿真判断优化得出的旋转备用量能否满足下式中故障态系统的动态调频备用约束，即如下式所设定的系统频率安全约束，如是，则转步骤7)，否则，转步骤6-2)：

49.5Hz≤f_Tr(X_j)≤50.5Hz

49.8Hz≤f_Ste(X_j)≤50.2Hz

Δt_Tsc(X_j)≤15min

其中，f_Tr(X_j)为故障容量为X_j时最大暂态频率波动值；f_Ste(X_j)为故障容量为X_j时，经过二次调频以后达到的最大稳态频率波动值；Δt_Tsc(X_j)为故障扰动恢复时间；

6-2)根据下式计算当前状态下的总旋转备用量：

${R_t}^{\prime }=-K_G\Delta f-\underset{i=1}{\overset{N}{\Sigma }}{P}_{i,t}{I}_{i,t}$

R_IL＝P_L,t-K_LΔf

R_t＝R_t′+R_IL

其中，R_t′为发电侧旋转备用分配到需要提供的容量，K_G为发电机的单位调节功率，为固有值，Δf为系统频率最大允许偏移量，P_i,t为机组i在日前电能市场时段t的出力，I_i,t为机组i在时段t的启停状态变量，N为所有参与电能市场竞价的机组数，R_IL为需求侧分配到需要提供的容量，P_L,t是时段t的实际负荷值；K_L为负荷的单位条件功率，为固有值，R_t为能够提供的旋转备用总量；

6-3)判断R_t是否超出系统可提供的最大旋转备用量，如未超出，则说明现有旋转备用可以提供足够容量保持系统的短时稳定，转步骤3)，若超出，则说明要维持该故障态下的系统稳定，现有的旋转备用已不足以提供，可能需要切负荷措施，转步骤3)；

7)判断系统线路开断实验预想故障集中故障是否全部验证，如是，则进行不可靠概率的总体计算，转步骤8)，否则，选择对系统线路开断实验故障集中的另外的一个故障进行评估，转步骤3)；

8)判断旋转备用容量不足置信水平是否得到满足，如是，则判定该系统旋转备用预留达到标准，否则，转步骤3)对系统日前发电计划和需要的总旋转备用重新优化分配，包括以下过程：

根据步骤6得出的结果，利用下式计算所有故障状态下旋转备用容量不达标的概率和：

$pp=\underset{X_j\in X}{\Sigma }p\left(X_j\right)=\underset{X_j\in X}{\Sigma }J\left(X_j\right)·B\left(j\right)$

式中，X_j为故障j损失的系统容量，X为预想故障集，p(X_j)为故障容量为X_j时旋转备用容量不达标的概率，pp为故障集中旋转备用容量不达标的总概率，J(X_j)为故障容量为X_j时预留旋转备用容量是否满足系统需求的状态变量，J(X_j)＝1表示预留旋转备用容量不满足系统需求，迭代优化中需要切负荷操作，反之，J(X_j)＝0表示预留旋转备用容量满足系统需求，不需要切负荷操作，B(j)为故障j的故障率；

根据计算所提出的预留旋转备用容量不足指标判断是否满足下式，如是，则判定该系统旋转备用预留达到标准，系统优化求取出的旋转备用及其分配满足系统频率安全约束，该优化出的旋转备用配置可以作为日前发电计划最后在线应用的取值，否则，转步骤3)重新优化：

$UPSRES=\frac{pp}{N_X}<\alpha$

式中，UPSRES为旋转备用容量不足指标，N_X为预想故障集中故障个数，α为设定的系统预留旋转备用容量不足置信水平，0≤α＜1。

上述技术方案进一步特征在于，所述需求侧响应的模型如下所述：

${\delta }_{SR}=\frac{{R_t}^{\prime }}{R_t}$

${\delta }_{IL}=\frac{R_{IL}}{R_t}$

$R_{IL}=-(R_t-{R_t}^{\prime })·\frac{\partial R_{IL}}{\partial {R_t}^{\prime }}$

$\left(\begin{array}{ccc}s.t.& |{R_t}^{\prime }+R_{IL}|\ge X_j& j\in X\end{array}\right)$

其中，R_t是最优旋转备用容量；R_t′是发电侧旋转备用分配到的容量；R_IL是需求侧响应分配到的容量；δ_SR是发电侧的旋转备用占总旋转备用的比例系数，0≤δ_SR≤1；δ_IL是需求侧响应占总旋转备用的比例系数，0≤δ_IL≤1；表示发电侧对需求侧响应提供的旋转备用容量的边际替代率，表示每多获取一单位的发电侧选择备用容量而要放弃的需求侧响应的容量；X_j为故障j损失的系统容量；X为预想故障集。

上述技术方案进一步特征在于，所述机组组合的模型如下：

考虑风力发电和需求侧响应同时参与下的机组组合模型的目标函数是根据系统发电成本、发电侧正负旋转备用成本、弃风成本、失负荷成本和需求侧响应成本优化求解出系统最小发电总成本，其发电总成本的目标函数如下：

$\left(\begin{array}{c}\begin{array}{cc}\min & F=F_0+\underset{t=1}{\overset{T}{\Sigma }}\left(C_t^U\right(R_t^U)+C_t^D(R_t^D\left)\right){\delta }_{SR}+\underset{t=1}{\overset{T}{\Sigma }}\left(C_t^{L_{loss}}\right(R_t^U)+C_t^{W_{loss}}(R_t^D\left)\right)\end{array}\\ +\underset{t=1}{\overset{T}{\Sigma }}{\bar{c}}_{IL,t}(R_{IL}^U+R_{IL}^D){\delta }_{IL}\end{array}\right)$

其中，F₀为系统的发电成本；为时段t的正旋转备用成本；为时段t的失负荷成本；为时段t的负旋转备用成本；为时段t的弃风成本；和分别是实际被调用的需求侧的正、负旋转备用容量；是单位需求侧响应的平均成本；δ_SR是发电侧的旋转备用占总旋转备用的比例系数，0≤δ_SR≤1；δ_IL是需求侧响应占总旋转备用的比例系数，0≤δ_IL≤1；T是研究的总时段数；

在t时段的所有旋转备用容量中实际被调度的发电出力和应满足：

$R_t^U=R_t^D=\left(\begin{array}{cc}{P}_{L,t}-\underset{i=1}{\overset{N}{\Sigma }}{P}_{i,t}·I_{i,t},& \underset{i=1}{\overset{N}{\Sigma }}{P}_{i,t}·I_{i,t}+R_{t\max }\ge P_{L,t}\\ R_{t\max },& \underset{i=1}{\overset{N}{\Sigma }}{P}_{i,t}·I_{i,t}+R_{t\max }<P_{L,t}\end{array}\right)$

$\left(\begin{array}{cc}s.t.& \mathrm{Pr}[\underset{i=1}{\overset{N}{\Sigma }}{P}_{i,t}·I_{i,t}+R_{tmax}\ge P_{L,t}]\ge \alpha \end{array}\right)$

其中，Pr是指发生某种情况的概率；R_tmax是最大旋转备用容量；P_i,t是机组i在日前电能市场时段t的出力；I_i,t为机组i在时段t的启停状态变量，如果发电机组i在时段t故障停机，则I_i,t＝0，反之，I_i,t＝1；P_L,t是时段t的实际负荷值；α是给定的置信度水平，0＜α＜1，它反映了获取的旋转备用容量满足系统安全可靠运行要求的概率；N是所有参与电能市场竞价的机组数；

约束式s.t.中不等式的左侧表示在计及负荷预测误差和发电机组的故障停运的情况下，实际在线运行的发电机组的总出力与实际可调用的旋转备用总容量之和大于实际负荷值的概率，亦即所获取的旋转备用容量满足系统安全可靠运行要求的概率。

本发明的有益效果如下：

本发明通过将系统频率安全性引入约束条件，使得系统大扰动下的暂态特性与稳态系统相结合，提高了旋转备用优化结果的实用参考价值；并通过提出的旋转备用电量可靠性概率指标对旋转备用优化结果进行评估。相比现有技术，本发明具有以下优点：

一、计入了需求侧响应模型作为总旋转备用可调度的一部分，能够更大限度的提供可分配的旋转备用容量。

二、综合考虑网络约束等因素，对旋转备用容量细化分配到各个机组，为工程调度人员提供更加详细的参考。

三、结合大扰动下的频率安全约束的影响优化出日前发电计划和旋转备用配置结果，简单可靠，易于实现。

四、本发明提出的针对旋转备用电量可靠性的概率指标，可对旋转备用优化结果综合评估，给实际工程调度提供理论参考。

附图说明

图1为本发明方法的流程图。

具体实施方式

下面参照附图并结合实例对本发明作进一步详细描述。

本发明的思路是在现有机组日前发电计划和旋转备用配置的基础上，加入需求侧响应作为可调度旋转备用的一部分，将系统的频率安全性引入约束条件中，并提出旋转备用电量可靠性指标，从而安全经济地决策旋转备用优化配置量，其具体流程如图1所示。

步骤1：构建风电、负荷、需求侧响应以及机组组合的模型。风电、负荷、需求侧响应的模型可参考现有的一些模型，本实施例采用的是以下现有模型：

风电系统的模型。本实施例采用的风速的不确定性模型服从Weibull分布，根据设定的Weibull分布设定的参数，风速的大小、风机的额定功率和风机个数等输入量可得出风电场输出功率的概率分布，具体计算方法和模型可以参见文献五《考虑峰谷电价的风电-抽水蓄能联合系统能量转化效益研究》(电网技术，2009年，第33卷第6期第14页)。

负荷的不确定性模型。本实施例采用的负荷的不确定性误差模型服从正态分布，根据负荷预测误差以及设定的负荷预测误差的标准差等输入量可求得负荷预测误差的概率密度函数，由该负荷预测误差的概率密度函数求得的负荷预测误差加上负荷的预测值即为实际的不确定性负荷变量，具体计算方法和模型可参见文献六《基于隐性备用约束的机组组合模型》(电力系统保护与控制，2013年，第41卷第1期第138页)。

需求侧响应的模型；需求侧、发电侧提供的旋转备用容量和系统总旋转备用容量可以在之后的日前发电计划优化计算中分别求取，当旋转备用容量在发电侧和需求侧的分配完成后，发电侧的旋转备用及需求侧响应占总旋转备用的比例系数δ_SR和δ_IL就可以通过公式求出，具体如下：

${\delta }_{SR}=\frac{{R_t}^{\prime }}{R_t}$

${\delta }_{IL}=\frac{R_{IL}}{R_t}$

$R_{IL}=-(R_t-{R_t}^{\prime })·\frac{\partial R_{IL}}{\partial {R_t}^{\prime }}$

$\left(\begin{array}{ccc}s.t.& |{R_t}^{\prime }+R_{IL}|\ge X_j& j\in X\end{array}\right)$

其中，R_t是最优旋转备用容量；R_t′是发电侧旋转备用分配到的容量；R_IL是需求侧响应分配到的容量；δ_SR是发电侧的旋转备用占总旋转备用的比例系数，0≤δ_SR≤1；δ_IL是需求侧响应占总旋转备用的比例系数，0≤δ_IL≤1；表示发电侧对需求侧响应提供的旋转备用容量的边际替代率，即每多获取一单位的发电侧选择备用容量而要放弃的需求侧响应的容量；X_j为故障j损失的系统容量；X为预想故障集。

机组组合的模型。考虑风力发电和需求侧响应同时参与下的机组组合模型的目标函数是根据系统发电成本、发电侧正负旋转备用成本、弃风成本、失负荷成本和需求侧响应成本优化求解出系统最小发电总成本，其发电总成本的目标函数如下：

$\left(\begin{array}{c}\begin{array}{cc}\min & F=F_0+\underset{t=1}{\overset{T}{\Sigma }}\left(C_t^U\right(R_t^U)+C_t^D(R_t^D\left)\right){\delta }_{SR}+\underset{t=1}{\overset{T}{\Sigma }}\left(C_t^{L_{loss}}\right(R_t^U)+C_t^{W_{loss}}(R_t^D\left)\right)\end{array}\\ +\underset{t=1}{\overset{T}{\Sigma }}{\bar{c}}_{IL,t}(R_{IL}^U+R_{IL}^D){\delta }_{IL}\end{array}\right)$

其中，F₀为系统的发电成本；为时段t的正旋转备用成本；为时段t的失负荷成本；为时段t的负旋转备用成本；为时段t的弃风成本；和分别是实际被调用的需求侧的正、负旋转备用容量；是单位需求侧响应的平均成本；δ_SR是发电侧的旋转备用占总旋转备用的比例系数，0≤δ_SR≤1；δ_IL是需求侧响应占总旋转备用的比例系数，0≤δ_IL≤1；T是研究的总时段数。

在t时段的所有旋转备用容量中实际被调度的发电出力和应满足：

$R_t^U=R_t^D=\left(\begin{array}{cc}{P}_{L,t}-\underset{i=1}{\overset{N}{\Sigma }}{P}_{i,t}·I_{i,t},& \underset{i=1}{\overset{N}{\Sigma }}{P}_{i,t}·I_{i,t}+R_{t\max }\ge P_{L,t}\\ R_{t\max },& \underset{i=1}{\overset{N}{\Sigma }}{P}_{i,t}·I_{i,t}+R_{t\max }<P_{L,t}\end{array}\right)$

$\left(\begin{array}{cc}s.t.& \mathrm{Pr}[\underset{i=1}{\overset{N}{\Sigma }}{P}_{i,t}·I_{i,t}+R_{tmax}\ge P_{L,t}]\ge \alpha \end{array}\right)$

其中，Pr是指发生某种情况的概率；R_tmax是最大旋转备用容量；P_i,t是机组i在日前电能市场时段t的出力；I_i,t为机组i在时段t的启停状态变量，如果发电机组i在时段t故障停机，则I_i,t＝0，反之，I_i,t＝1；P_L,t是时段t的实际负荷值；α是给定的置信度水平，0＜α＜1，它反映了获取的旋转备用容量满足系统安全可靠运行要求的概率；N是所有参与电能市场竞价的机组数。约束式s.t.中不等式的左侧表示在计及负荷预测误差和发电机组的故障停运的情况下，实际在线运行的发电机组的总出力与实际可调用的旋转备用总容量之和大于实际负荷值的概率，亦即所获取的旋转备用容量满足系统安全可靠运行要求的概率。

步骤2：在此设系统优化迭代次数k，k为初始值为1的正整数，选择对系统线路开断实验预想故障集中的某个故障进行评估。

步骤3：根据所建模型计算机组日前发电计划和需要的总旋转备用容量以及需求侧和发电侧的旋转备用容量。

本步骤需要根据所建模型计算机组日前发电计划和需要的总旋转备用容量以及需求侧和发电侧的旋转备用容量，由失负荷成本、弃风赔偿成本、系统不平衡功率的概率密度函数以及系统的发电成本优化计算出弃风功率期望、功率缺额导致的失负荷期望，总旋转备用容量、需求侧和发电侧的旋转备用容量以及系统最小发电总成本，其求解方法均为现有技术，如可参见文献八《一种含风电电力系统的日前发电计划和旋转备用决策模型》(电力自动化设备，2014年，第34卷第5期第1页)。其中的系统不平衡功率Z根据下式得出：

$Z=P_{G\Sigma }+W_{av}-({\bar{P}}_L+{\mathrm{\Delta P}}_L)$

其中，P_GΣ为常规机组总出力计划值，其等于负荷预测值与风电功率预测值之差；为负荷预测值；W_av为风电场实际发出功率；ΔP_L为负荷预测误。

步骤4：仿真优化得出的旋转备用容量是否满足安全约束机组组合的各种安全约束条件，如是，转步骤5，否则调整相关机组出力，转步骤3，重新进行优化配置系统机组总旋转备用容量以及发电侧和需求侧的旋转备用容量。本实施例通过对系统安全约束的约束条件仿真判断验证，通过迭代，更新优化结果以尽可能达到机组安全约束条件。

步骤5：优化计算得出总旋转备用量和总旋转备用中需求侧响应提供的容量计算得出各机组需要提供的旋转备用容量以及优化后的系统总成本，并判断当前系统总成本是否为优化后的最优成本，如是，转步骤6，否则，转步骤3，重新调整系统配置的机组总旋转备用容量以及发电侧和需求侧的旋转备用容量。本步骤根据优化计算得出的总旋转备用，通过预测发电曲线、正旋转备用全部使用时的最大发电曲线和负旋转备用全部使用时的最小发电曲线这三条曲线，分配得到发电侧各机组的旋转备用容量，其求解方法均为现有技术，如可参见文献八《一种含风电电力系统的日前发电计划和旋转备用决策模型》(电力自动化设备，2014年，第34卷第5期第1页)，按其中三类发电负荷曲线来进行旋转备用配置的思想进行具体求取。根据目标函数和优化得到的机组、旋转备用配置求得当前系统的总成本。本实施例通过对系统总成本仿真判断验证，通过调整迭代，更新优化结果以尽可能达到系统总成本最优。

步骤6：仿真验证优化得出的旋转备用容量是否满足频率安全约束，如是，转步骤7，否则重新进行优化配置系统总旋转备用容量以及发电侧和需求侧的旋转备用容量。本实施例将频率安全性计入系统优化约束条件，通过仿真判断频率安全性，通过迭代，更新优化结果以尽可能达到约束条件。具体而言，步骤6中所述判断优化得出的旋转备用容量是否满足频率安全约束，否则重新优化分配，具体按照以下方法：

步骤6-1：本实施例根据《电力系统安全稳定导则》的要求，参考文献七《电力系统旋转事故备用容量的配置研究》(电力系统自动化，2014年，第38卷第19期第114页)增加以下频率安全性约束条件，对模型做系统功率缺额事故实验并计及风电预测误差，仿真判断优化得出的旋转备用量能否满足下式中故障态系统的动态调频备用约束，即如下式所设定的系统频率安全约束，如是，则转步骤7，否则，转步骤6-2：

49.5Hz≤f_Tr(X_j)≤50.5Hz

49.8Hz≤f_Ste(X_j)≤50.2Hz

Δt_Tsc(X_j)≤15min

其中，f_Tr(X_j)为故障容量为X_j时最大暂态频率波动值；f_Ste(X_j)为故障容量为X_j时，经过二次调频以后达到的最大稳态频率波动值；Δt_Tsc(X_j)为故障扰动恢复时间；公式中f_Tr(X_j)、f_Ste(X_j)、Δt_Tsc(X_j)值皆为对模型做系统功率缺额事故实验仿真得出的数据。

步骤6-2：参考文献九《电力系统稳态分析》(中国电力出版社，2007年)中频率的一次调整部分，根据文献反推出的下式，计算当前状态下的总旋转备用量，作为更新的量再带入优化迭代，具体如下：

${R_t}^{\prime }=-K_G\Delta f-\underset{i=1}{\overset{N}{\Sigma }}{P}_{i,t}{I}_{i,t}$

R_IL＝P_L,t-K_LΔf

R_t＝R_t′+R_IL

其中，R_t′为发电侧旋转备用分配到需要提供的容量，K_G为发电机的单位调节功率，为固有值，Δf为系统频率最大允许偏移量，P_i,t为机组i在日前电能市场时段t的出力，I_i,t为机组i在时段t的启停状态变量，N为所有参与电能市场竞价的机组数，R_IL为需求侧分配到需要提供的容量，P_L,t是时段t的实际负荷值；K_L为负荷的单位条件功率，为固有值，R_t为可以提供的旋转备用总量。

步骤6-3：判断反推出的R_t是否超出系统可提供的最大旋转备用量，如未超出，则说明现有旋转备用可以提供足够容量保持系统的短时稳定，转步骤3，若超出，则说明要维持该故障态下的系统稳定，现有的旋转备用已不足以提供，可能需要切负荷等措施，转步骤3。

步骤7：迭代次数k加1，并判断k值是否大于系统线路开断实验故障集中故障个数N_X，即系统线路开断实验预想故障集中故障是否全部验证，如是，则进行不可靠概率的总体计算，转步骤8，否则，选择对系统线路开断实验故障集中的另外的一个故障进行评估，转步骤3。

步骤8：判断旋转备用容量不足置信水平是否得到满足，如是，则判定该系统旋转备用预留达到标准，否则，转步骤3对系统日前发电计划和需要的总旋转备用重新优化分配，具体过程如下：

根据步骤6得出的结果，利用下式计算所有故障状态下旋转备用容量不达标的概率和：

$pp=\underset{X_i\in X}{\Sigma }p\left(X_j\right)=\underset{X_j\in X}{\Sigma }J\left(X_j\right)·B\left(j\right)$

式中，X_j为故障j损失的系统容量，X为预想故障集，p(X_j)为故障容量为X_j时旋转备用容量不达标的概率，pp为故障集中旋转备用容量不达标的总概率，J(X_j)为故障容量为X_j时预留旋转备用容量是否满足系统需求的状态变量，J(X_j)＝1表示预留旋转备用容量不满足系统需求，迭代优化中需要切负荷操作，反之，J(X_j)＝0表示预留旋转备用容量满足系统需求，不需要切负荷操作，B(j)为故障j的故障率。

根据计算所提出的预留旋转备用容量不足指标判断是否满足下式，如是，则判定该系统旋转备用预留达到标准，系统优化求取出的旋转备用及其分配满足系统频率安全约束，该优化出的旋转备用配置可以作为日前发电计划最后在线应用的取值，否则，转步骤3重新优化：

$UPSRES=\frac{pp}{N_X}<\alpha$

式中，UPSRES为旋转备用容量不足指标，N_X为预想故障集中故障个数，α为设定的系统预留旋转备用容量不足置信水平0≤α＜1，本实施例取值为α＝0.05。

上述方法可用于各级电网的调度控制中心的工程实际情况，基于频率安全约束，实现对电力系统日前发电计划和旋转备用的优化配置。

虽然本发明已以较佳实施例公开如上，但实施例并不是用来限定本发明的。在不脱离本发明之精神和范围内，所做的任何等效变化或润饰，同样属于本发明之保护范围。因此本发明的保护范围应当以本申请的权利要求所界定的内容为标准。